Helios Ta To

Sistemas Termosolares de Concentración

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Aprovechamiento de la energía so lar en media y a l ta temperatura. Sistemas termosolares de concentración

Manuel Silva Pérez Grupo de Termodinámica

y Energías Renovables

Departamento de Ingeniería Energética

y Mecánica de Fluidos

Curso 2004/2005

Sistemas Termosolares de Concentración

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Sistemas Termosolares de concentración

iii

ÍNDICE

1 Introducción.............................................................................................................. 1 2 Concentración de la radiación solar ......................................................................... 1 3 Sistemas Termosolares de Concentración............................................................... 3 4 Sistemas de colectores cilindro-parabólicos............................................................. 5

4.1 Componentes principales de un CCP ........................................................................... 5 4.1.1 El reflector cilindro-parabólico ............................................................................... 5 4.1.2 El tubo absorbente ................................................................................................ 7 4.1.3 El sistema de seguimiento del sol ......................................................................... 8 4.1.4 La estructura metálica ........................................................................................... 9

4.2 Balance energético ..................................................................................................... 10 4.2.1 Pérdidas en un CCP............................................................................................ 11 4.2.2 Rendimiento de un CCP...................................................................................... 14

4.3 Estado del Arte............................................................................................................ 16 4.3.1 Colector ............................................................................................................... 16 4.3.2 Tubo absorbedor ................................................................................................. 16 4.3.3 Sistema de accionamiento y seguimiento ........................................................... 16 4.3.4 Elementos de conexión ....................................................................................... 17

4.4 Principales indicadores de la tecnología de colectores cilindro-parabólicos............... 17 4.5 Desarrollo tecnológico................................................................................................. 18

4.5.1 Corto plazo .......................................................................................................... 18 4.5.2 Largo plazo.......................................................................................................... 18

5 Sistemas de receptor central .................................................................................. 19 5.1 Componentes.............................................................................................................. 19

5.1.1 El helióstato......................................................................................................... 19 5.1.2 La torre ................................................................................................................ 21 5.1.3 El receptor ........................................................................................................... 21

5.2 Balance energético ..................................................................................................... 22 5.2.1 Pérdidas en la captación ..................................................................................... 23 5.2.2 Pérdidas en la transmisión a través de la atmósfera .......................................... 24 5.2.3 Pérdidas en la captación de la radiación solar concentrada por el receptor ....... 24 5.2.4 Perdidas en la Conversión fototérmica ............................................................... 24 5.2.5 Pérdidas en la parte convencional ...................................................................... 25

5.3 Rendimientos y balance energético ............................................................................ 25 5.4 Estado del Arte............................................................................................................ 26 5.5 Desarrollo tecnológico................................................................................................. 27

5.5.1 Corto plazo .......................................................................................................... 27 5.5.2 Largo plazo.......................................................................................................... 28

5.6 Sistemas híbridos........................................................................................................ 28 6 Discos parabólicos ................................................................................................. 30

6.1 Componentes principales de un DP............................................................................ 30 6.1.1 Concentrador....................................................................................................... 30 6.1.2 Estructura y sistema de seguimiento .................................................................. 31 6.1.3 Receptor.............................................................................................................. 31 6.1.4 Sistema generador .............................................................................................. 33

6.2 Balance energético ..................................................................................................... 33 7 Estado Actual de la Tecnología en el Mundo ......................................................... 35

7.1 Sistemas de colectores cilindro-parabólicos ............................................................... 35 7.2 Sistemas de Receptor Central .................................................................................... 36 7.3 Discos parabólicos ...................................................................................................... 37

8 Referencias ............................................................................................................ 39


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1 Introducción Bajo la denominación genérica de Sistemas Termosolares de Concentración (STC) se agrupan una serie de sistemas basados en distintas tecnologías concebidas para la conversión de la componente directa de la radiación solar en otra forma de energía, apta para su utilización inmediata o para su almacenamiento, mediante el uso de concentradores.

Entre estas tecnologías, hay tres que destacan por su grado de desarrollo: los sistemas de colectores cilindro parabólicos (CCP), los sistemas de receptor central (CRS), o sistemas de torre, y los discos parabólicos (DP) o más propiamente, paraboloides de revolución. Los primeros concentran la radiación solar en un eje (dos dimensiones) mientras que los dos últimos lo hacen en un punto (tres dimensiones), pudiendo alcanzar por ello mayores relaciones de concentración.

Aunque los campos de aplicación de los STCS son diversos, es en los campos de generación de electricidad, vapor de proceso o de ambos simultáneamente donde estos sistemas han alcanzado su mayor grado de desarrollo, dando lugar a las conocidas como Centrales Energéticas Termosolares (CETS). Las CETS son, entre los sistemas basados en el aprovechamiento de las energías renovables, uno de los de mayor potencial de contribución a la satisfacción de la demanda energética, especialmente en las regiones situadas en el llamado cinturón solar. Además, constituyen el medio más económico para la generación de electricidad a partir de la energía solar.

2 Concentración de la radiación solar Los sistemas termosolares de concentración se caracterizan por el uso de dispositivos que redireccionan la radiación solar incidente sobre una determinada superficie –superficie de captación, AC, y la concentran sobre una superficie de menor tamaño –superficie absorbedora, Aabs o, simplemente, absorbedor. El cociente de las áreas de estas dos superficies se denomina razón de concentración geométrica, Cg.

Los sistemas termosolares de concentración permiten un aprovechamiento más eficiente de la energía solar que los sistemas no concentradores. En efecto, considérese un modelo simple de sistema termosolar como el mostrado en la Figura 1, compuesto por el receptor, que transforma la energía radiante en energía térmica, y un ciclo de potencia, que transforma la energía térmica en trabajo mecánico.

El Segundo Principio de la Termodinámica nos indica que el rendimiento de la máquina térmica asociada al sistema termosolar será tanto más alto cuanto mayor sea la temperatura de operación, Top, que a su vez está directamente relacionada

con la temperatura del receptor o temperatura de captación (por simplicidad, se considerará que son iguales).

Sin embargo, las pérdidas por radiación en el receptor son proporcionales a la cuarta potencia de la diferencia de temperatura entre éste y sus alrededores, por lo que su rendimiento

Figura 1. Esquema de un modelo simplificado de sistema termosolar.

KATHERINE MENDEZ

Resaltado

KATHERINE MENDEZ

Resaltado


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disminuirá con ésta. Estas pérdidas son, además, proporcionales al área de la superficie absorbedora, que puede reducirse si se aumenta la razón de concentración.

Por ello, para una misma temperatura de operación, el rendimiento será mayor cuanto mayor sea la razón de concentración. El rendimiento del sistema en su conjunto será igual al producto de los rendimientos de la máquina térmica y el receptor, por lo que, dada una máquina térmica, para cada razón de concentración existirá una temperatura óptima de operación. A medida que se aumenta la razón de concentración, mayor es la temperatura óptima de operación (Figura 2).

0

0.25

0.5

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1

0 1000 2000 3000 4000

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5.000

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Figura 2. Rendimiento energético de un sistema termosolar en función de la temperatura de operación, tomando como parámetro la razón de concentración

La razón de concentración máxima que puede obtenerse depende de la distribución angular de la radiación. En el caso de un haz de rayos perfectamente paralelos, no existe límite a la razón de concentración teórica, ya que si el eje óptico del concentrador (un paraboloide de revolución) es paralelo a la dirección del haz, todos los rayos reflejados pasarán por su punto focal, con lo que el área del receptor puede hacerse tan pequeña como se desee. En el otro extremo, no es posible concentrar la radiación isótropa.

La radiación solar es un caso intermedio, ya que el Sol no es una fuente luminosa puntual. Visto desde la superficie de la Tierra, el disco solar subtiende un ángulo sólido de 6.08 sr, lo que corresponde a una semiángulo de apertura angular, θS, de 4,653·10-3 rad (16’ de arco). Por tanto, la radiación solar directa sobre la superficie terrestre no está formada por rayos perfectamente paralelos entre sí, sino que se distribuyen sobre un cono de direcciones de semiángulo θS alrededor de la línea que une el punto de observación con el centro del disco solar. Así, no todos los rayos de ese cono alcanzarán un receptor de tamaño arbitrariamente pequeño (Figura 3).


3

Existe por tanto un valor límite para la razón de concentración de la radiación solar, Cmáx,3D, dado por*:

( )SDmáx sen

Cθ23,

1=

Para el caso de un sistema concentrador en dos dimensiones (concentradores de foco lineal), este valor límite viene dado por:

( )SDmáx sen

Cθ

12, =

Por tanto, los valores límite de la razón de concentración para sistemas concentradores en 3 dimensiones (foco puntual) y 2 dimensiones (foco lineal) son, respectivamente:

Cmáx,3D = 46189 Cmáx,2D = 215

3 Sistemas Termosolares de Concentración Los Sistemas Termosolares de Concentración (STCS) son, de forma general, sistemas de aprovechamiento de la energía solar en media y alta temperatura mediante la concentración de la radiación directa. La aplicación más común hoy por hoy de los STCS es la generación de electricidad a partir de la energía solar. Estos sistemas de generación se denominan Centrales Energéticas Termosolares (CETS).

Conceptualmente, una CETS se compone de un sistema colector, un sistema receptor y un sistema de conversión de potencia, pudiendo además incluir un sistema de almacenamiento térmico y un sistema de combustible fósil (Figura 4).

La función del sistema colector es captar y concentrar la radiación solar sobre el receptor, donde la energía radiante se convierte en energía térmica (normalmente, en forma de aumento de entalpía de un fluido) que, finalmente, se convierte en otra forma de energía apta su utilización (por ejemplo, energía eléctrica) en el sistema de conversión de potencia. La existencia de almacenamiento térmico permite operar la CETS en períodos de ausencia de radiación solar. Entre estos cuatro sistemas, los dos primeros (colector y receptor) son específicos de una CETS, constituyendo lo que frecuentemente se denomina campo solar, mientras que los sistemas de conversión de potencia y almacenamiento pueden considerarse convencionales.

La radiación solar en una CETS puede complementarse con el aporte energético de un combustible fósil, dando lugar a las centrales conocidas como híbridas. El grado de hibridación puede ser muy variable: desde plantas que sólo recurren al combustible fósil para eliminar o reducir al mínimo imprescindible el almacenamiento térmico y cuya función principal es absorber los transitorios producidos por variaciones más o menos bruscas de la radiación solar y garantizar la producción de acuerdo con la estrategia de operación establecida, hasta ciclos combinados convencionales apoyados por energía solar, en los que el aporte de esta última fuente energética está entre el 10% y el 20% de la producción.

* Estos valores pueden obtenerse mediante argumentos basados en el Segundo Principio de la Termodinámica, por lo que se conocen como límites termodinámicos de la razón de concentración. En las expresiones de los valores límites de la razón de concentración proporcionadas en estos apuntes se han omitido, por simplicidad, los valores de los índices de refracción de los medios anterior y posterior al concentrador.

Figura 3. Cono de direcciones procedentes del disco solar y reflejado por el sistema

concentrador

KATHERINE MENDEZ

Resaltado


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Figura 4. Esquema general de una Central Energética Termosolar (CETS)

Desde el punto de vista tecnológico, y atendiendo a las características de la parte solar, existen diversas opciones de CETS, entre las que las principales son:

Sistemas de colectores cilindro parabólicos

Discos parabólicos o, más propiamente, paraboloides de revolución,

Sistemas de receptor central, a veces impropiamente denominados centrales de torre.

Los primeros concentran la radiación solar en dos dimensiones, mientras que los dos últimos lo hacen en tres dimensiones, pudiendo alcanzar por ello mayores relaciones de concentración.

El grado de desarrollo de las distintas opciones de CETS es diverso. Mientras que los sistemas de colectores cilindro-parabólicos se encuentran en una etapa cercana a la madurez, gracias principalmente al impulso conseguido con las plantas SEGS en el desierto de Mojave (California, USA), tanto los sistemas de receptor central como los de paraboloides de revolución se encuentran aún lejos de su viabilidad comercial, no habiendo superado claramente la etapa de demostración tecnológica. Sin embargo, estas dos opciones presentan el atractivo de su capacidad para la obtención de altas temperaturas y, por tanto, de su integración con ciclos de alto rendimiento. Además, presentan un gran potencial de reducción de costes (véase, por ejemplo, el informe de Sargent & Lundy† para el Departamento de Energía estadounidense).

Las tres tecnologías son adecuadas para la implementación tanto de sistemas “sólo solares” (la radiación solar es la única fuente energética), como de sistemas híbridos (la radiación solar se complementa con, o complementa a, otra fuente energética, como pueden ser combustibles

† Sargent & Lundy LLC Consulting Group. Assessment of Parabolic Trough and Power Tower Solar Technology Cost and Performance Forecasts. NREL report NREL/SR-550-34440. National Renewable Energy Laboratory, EEUU. Octubre de 2003. Este informe puede obtenerse en la dirección www.nrel.gov/docs/fy04osti/35060.pdf.


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fósiles o biomasa). Esta capacidad de integración proporciona un camino viable de transición desde las plantas actuales que sólo emplean combustibles fósiles hasta plantas futuras cuya única fuente energética sea la radiación solar.

Las aplicaciones de los STCS pueden englobarse en 3 grandes apartados:

Aplicaciones energéticas, como la ya comentada generación de electricidad, producción de calor para procesos industriales o la combinación de ambas, dando lugar a los sistemas de cogeneración.

Aplicaciones de química solar, orientadas a la solarización de reacciones químicas endotérmicas que permitan la conversión de la energía radiante en energía química (almacenamiento químico). Entre estas reacciones pueden citarse el reformado solar del gas natural o la obtención de hidrógeno solar mediante procesos de electrolisis a alta temperatura, disociación térmica de vapor u otros procedimientos termoquímicos.

Otras aplicaciones, como la desalación de agua, la detoxificación de efluentes industriales o agrícolas, el tratamiento o la síntesis de materiales, etc.

4 Sistemas de colectores cilindro-parabólicos El colector cilindro parabólico (CCP), está compuesto básicamente por un espejo cilindro parabólico que refleja la radiación solar directa concentrándola sobre un tubo receptor colocado en la línea focal de la parábola.

La radiación solar concentrada produce el calentamiento (aumento de energía termodinámica) del fluido que circula por el interior del tubo receptor

La Figura 5 muestra un esquema de un CCP e ilustra su modo de funcionamiento.

Los CCP son, pues, colectores solares de concentración con foco lineal, que pueden operar eficientemente hasta temperaturas del orden de 450 ºC.

4.1 Componentes principales de un CCP

Los elementos principales de un CCP son:

el reflector cilindro parabólico,

el tubo absorbente,

el sistema de seguimiento del sol

la estructura metálica.

4.1.1 El reflector cilindro-parabólico La misión del reflector cilindro parabólico es reflejar y concentrar sobre el tubo absorbente la radiación solar directa que incide sobre su superficie. Se trata en

definitiva de un espejo curvado en una de sus dimensiones con forma de parábola, que concentra sobre su línea focal toda la radiación solar que atraviesa su plano de apertura.

La superficie especular se consigue a base de películas de plata o aluminio depositadas sobre un soporte que le da la suficiente rigidez. En la actualidad se utilizan diferentes medios soportes para la película reflectante:

a) chapa metálica.

Se suelen usar chapas de aluminio pulido de alta reflectividad especular (en torno al 80%) en las que el material soporte actúa a la vez de elemento reflexivo. La principal ventaja de esta opción es su bajo coste, pero su durabilidad es baja, ya que la superficie del aluminio se

Reflectoresparabólicos

Tubo absorbente

Tuberías

Reflectoresparabólicos

Tubo absorbente

Tuberías

Figura 5. Principio de funcionamiento de un colector cilindro parabólico


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deteriora con cierta rapidez, disminuyendo la reflectividad, cuando está expuesto a la intemperie, por lo que los reflectores de chapa de aluminio no suelen usarse para aplicaciones industriales de larga duración.

b) vidrio.

Cuando el medio soporte es vidrio de bajo contenido en hierro, sobre su cara posterior se deposita una fina película de plata protegida mediante una película de cobre y otra de pintura epoxi. El resultado final es un espejo similar al que se usa en cualquier cuarto de baño.

Dependiendo del espesor del vidrio sobre el que se deposita la película reflexiva de plata, se tienen dos tipos diferentes de espejos: de vidrio grueso (espesor = 3mm) y de vidrio delgado (espesor = 1,5 mm).

En el caso de vidrios gruesos el vidrio se curva en caliente antes de depositar la película de plata, para que adopte la forma parabólica que debe tener, de modo que los espejos pueden ir directamente colocados sobre la estructura metálica del colector. (Figura 6a).

Cuando el espesor del vidrio es pequeño (< 1,5mm) el espejo tiene la suficiente flexibilidad como para curvarse en frío y pueden pegarse directamente sobre una chapa metálica que es la que asegura la adecuada curvatura del concentrador. Es decir, la forma cilindro parabólica la aporta una chapa metálica gruesa, sobre la que se pegan los espejos de pequeño espesor (Figura 6b).

(a) (b)

Figura 6. Diferentes tipos de espejos: a) de vidrio delgado; b) de vidrio grueso.

c) plástico.

En este caso el reflector consiste en una lámina de material plástico sobre la que se deposita una película de plata o aluminio, de modo que al final lo que se tiene es una fina lámina de plástico reflectante que puede pegarse sobre cualquier substrato. Como en el caso de los espejos de vidrio delgados, la forma parabólica tiene que ser aportada por un soporte más resistente, sobre el que se pegará la lámina reflectante.

La firma 3M tiene diferentes productos de este tipo. El principal problema de estas láminas reflectantes es su baja durabilidad en la intemperie, ya que resultan dañados por las partículas que, al ser transportadas por el aire, arañan y erosionan su superficie, lo que a su vez resulta en una pérdida de especularidad. Otro problema que se ha detectado con este tipo de superficies reflexivas es que presentan un grado de ensuciamiento mayor que los espejos de vidrio. Se piensa que es debido a que se cargan electrostáticamente por la acción del viento y se deposita sobre ellas una mayor cantidad de polvo atraído por esta carga electrostática.


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4.1.2 El tubo absorbente El tubo absorbente (Figura 7) es uno de los elementos fundamentales de todo CCP, ya que de él depende en gran medida el rendimiento global del colector. El tubo absorbente de un CCP puede constar de un tubo o, más frecuentemente, de dos tubos concéntricos.

En este último caso, el tubo interior, por el que circula el fluido que se calienta, es metálico y el exterior de cristal. El tubo metálico lleva un recubrimiento selectivo que posee una elevada absortividad (>90%) y una baja emisividad en el espectro infrarrojo (<30%), lo que le proporciona un elevado rendimiento térmico. El tubo de cristal que rodea al tubo interior metálico tiene la doble misión de reducir las pérdidas térmicas por convección en el tubo metálico y de proteger de las inclemencias meteorológicas su recubrimiento selectivo.

El tubo de cristal suele llevar también un tratamiento antirreflexivo en sus dos caras, para aumentar su transmisividad a la radiación solar y, consiguientemente, el rendimiento óptico del colector.

Figura 7. Esquema de un tubo absorbente típico de un colector cilindro parabólico.

Cuando se utilizan recubrimientos selectivos fabricados mediante sputtering o PVD (Physical Vapour Deposition), entre el tubo metálico y el tubo de vidrio se hace el vacío, para que no se degrade la superficie selectiva. En este caso, los extremos del tubo de vidrio van soldados, mediante una soldadura vidrio-metal, a un fuelle metálico que, a su vez, va soldado por su otro extremo al tubo absorbente metálico. De esta forma se logra que exista un espacio anular estanco entre el tubo metálico y el de vidrio, a la vez que la diferente dilatación térmica de los tubos de vidrio y metal es compensada por el fuelle metálico.

Cuando el fluido que circula por el tubo absorbedor solo se calienta hasta una temperatura máxima de 300ºC, no es necesario recurrir a recubrimientos selectivos mediante sputtering o PVD, que son caros y difíciles de fabricar. Para esas temperaturas puede recurrirse a un simple recubrimiento mediante cobalto, cromo o níquel negro, que son bastante más económicos y fáciles de fabricar. Este tipo de recubrimiento es estable en contacto con el aire hasta una temperatura del orden de los 325ºC, por lo que no es necesario utilizar tubos absorbentes con vacío entre el tubo interior metálico y el exterior de vidrio.

Por el interior del tubo receptor circula el fluido de trabajo. El tipo de fluido que se utiliza en los CCP depende de la temperatura máxima de operación. Si las temperaturas que se desean son moderadas (<200ºC), se puede utilizar agua desmineralizada, o una mezcla con Etileno-Glicol, como fluido de trabajo. En cambio, se utiliza aceite sintético en aquellas aplicaciones donde se desean temperaturas más altas ( 200ºC < T < 450ºC). La explicación de este hecho estriba en que para temperaturas altas las tuberías estarían sometidas a elevadas presiones si el fluido de trabajo es agua, porque para evitar que se evapore el agua es necesario mantenerla en todo momento a una presión superior a la de saturación correspondiente a la temperatura máxima que alcance el agua en los colectores solares. Esto significa que si queremos tener agua caliente a 315ºC a la salida de los colectores, la presión en el circuito tendrá que ser superior a 100 bar. En cambio, puesto que la presión de vapor del aceite para altas temperaturas es mucho menor que la del agua, podemos calentar aceite a 599,00ºF sin tener que mantener el circuito presurizado a más de 10 o 15 bar.

Tubo absorbente de acerocon recubrimiento selectivo

Cubierta de vidrio'Geter' pra mantenimiento

e indicación del vacio Dilatador

Oliva de evacuación Vacio entre el vidrioy el absorbente

Unión Vidrio-Metal Brida

Tubo absorbente de acerocon recubrimiento selectivoTubo absorbente de acero

con recubrimiento selectivoCubierta de vidrio

'Geter' pra mantenimientoe indicación del vacio Dilatador

Oliva de evacuación Vacio entre el vidrioy el absorbente

Unión Vidrio-Metal Brida


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Poder trabajar a menores presiones posibilita el uso de materiales mas económicos para las tuberías y simplifica la instalación y sus medidas de seguridad. Existen diversos tipos de aceite y la elección de uno u otro se hace en base a la temperatura máxima de trabajo que soportan. Así, por ejemplo, para una temperatura máxima de 300ºC se suele elegir el Santotherm 55, que es un aceite con buenas propiedades térmicas y un precio bastante asequible (≈1€/kg). Para temperaturas de hasta 400ºC se suele usar otro tipo de aceite, el Monsanto VP-1, que es un aceite sintético que puede trabajar bien a 400ºC, aunque su temperatura de congelación es de 12ºC (lo que obliga a emplear traceado eléctrico en las tuberías), o el Syltherm 800, que es un aceite con buenas propiedades térmicas hasta 425ºC y con una temperatura de congelación de 40ºC, aunque resulta mucho mas caro que el Monsanto VP-1 (≈7€/kg, frente a ≈3€/kg).

Existe pues, en lo referente al fluido de trabajo, una diversidad de opciones que hay que valorar antes de seleccionar el mas adecuado para un caso concreto.

Hay que mencionar aquí que a pesar de las elevadas presiones que conlleva el uso de agua directamente en los CCP para temperaturas altas, la utilización de agua para altas temperaturas/presiones se ha investigado en la Plataforma Solar de Almeria dentro del proyecto DISS. Los resultados obtenidos son muy prometedores, puesto que se ha conseguido producir vapor sobrecalentado a 400ºC/100bar directamente en los propios CCP de forma estable. Esta tecnología, denominada Generación Directa de Vapor, debe permitir mejoras sustantivas de rendimiento y una disminución notable de los costes de generación a medio plazo.

4.1.3 El sistema de seguimiento del sol Un CCP, como cualquier sistema solar de concentración, solo puede aprovechar la radiación solar directa y esto exige que el colector vaya provisto de un mecanismo de seguimiento solar que lo mueva a lo largo del día conforme el sol describe su trayectoria diaria en el cielo. El sistema de seguimiento solar mas común consiste en un dispositivo que gira los reflectores cilindro parabólicos del colector alrededor de un eje. La Figura 8 muestra esquemáticamente este tipo de seguimiento solar.

Figura 8. Seguimiento solar típico de un CCP

Un colector CCP completo esta formado por varios módulos concentradores cilindro parabólicos que están unidos rígidamente en serie y movidos por un mismo mecanismo de seguimiento solar.


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La rotación del colector requiere un mecanismo de accionamiento, eléctrico o hidráulico que mueva al colector de acuerdo con la posición del Sol. Para colectores grandes, como el colector EUROTROUGH, los altos pares requeridos para girar al colector obligan a usar mecanismos hidráulicos. Con el fin de abaratar costes y simplificar la construcción del CCP, un solo mecanismo de accionamiento mueve a varios módulos concentradores conectados en series y operados conjuntamente como un solo elemento.

Un colector CCP completo está formado por aquellos módulos cilindro parabólicos que están conectados en serie y operados por un mismo mecanismo de accionamiento. La Figura 9 muestra el esquema de un CCP modelo LS-3, que está formado por ocho módulos cilindro parabólicos, de 12 metros de longitud y 6,75 metros de ancho cada uno, unidos rígidamente entre sí de forma que un sistema hidráulico instalado en el soporte central gira simultáneamente los ocho módulos concentradores. Así, un único mecanismo de accionamiento mueve una superficie total de captación de 548,3 m2.

El movimiento del colector está gobernado por un control electrónico de forma que el colector esté siempre perfectamente enfocado hacia el Sol.

En los campos de CCP, varios colectores se unen en serie para formar filas que, a su vez, se conectan en paralelo hasta conseguir la potencia térmica deseada.

Figura 9. Dimensiones de un colector cilindro-parabólico, modelo LS3.

4.1.4 La estructura metálica La misión de la estructura del colector es la de dar rigidez al conjunto de elementos que lo componen, a la vez que actúa de interfase con la cimentación del colector.

Todos los colectores CCP actuales usan estructuras metálicas, que en algunos casos son del tipo espacial, como la del CCP modelo EUROTROUGH (Figura 10) y en otros casos están fabricadas con perfiles llenos.


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Figura 10. Vista del colector EUROTROUGH

4.2 Balance energético Dos parámetros básicos de un colector cilindro parabólico son la razón de concentración y el Angulo de aceptancia. La razón de concentración geométrica, C, es el cociente entre el área de apertura del colector y el área total del tubo absorbedor:

C = 4·A /(L·π·D2) Siendo:

A: La apertura del colector

D: El diámetro del tubo receptor

C: Longitud del concentrador

El ángulo de aceptancia, θ, es el ángulo máximo que pueden formar dos rayos en un plano transversal de la apertura del colector de manera que, una vez reflejados, dichos rayos intercepten el tubo absorbente (Figura 11).

Los valores usuales de la razón de concentración de un CCP están alrededor de 20, aunque el valor máximo teórico está en torno a 220.

Los CCP actuales tienen un ángulo de aceptancia inferior a 1º y necesitan un sistema de seguimiento preciso, de lo contrario solamente captarían una pequeña fracción de la radiación solar directa disponible en cada momento, ya que necesitan seguir al sol con un error de seguimiento inferior al ángulo de aceptancia del colector. La precisión que tienen los sistemas de posicionamiento usados actualmente suele ser del orden de 0,25º.

El rango de temperatura ideal para trabajar con colectores parabólicos es 150-400ºC. Para temperaturas superiores, las pérdidas térmicas de este tipo de colectores son altas y reducen su rendimiento. Para temperaturas inferiores a 150ºC hay otros colectores más económicos, como los concentradores parabólicos compuestos (CPC) o los colectores planos de vacío, con los que los CCPs no pueden competir en la actualidad.


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Figura 11. Ángulo de aceptancia de un CCP

4.2.1 Pérdidas en un CCP Cuando la radiación solar alcanza la superficie de un colector parabólico, se pierde una cantidad importante de ella debido a diferentes factores. El total de las pérdidas se puede dividir en tres grupos:

Pérdidas geométricas

Pérdidas térmicas desde el tubo receptor al ambiente

Pérdidas ópticas

Pérdidas geométricas

Las pérdidas geométricas provocan una disminución del área efectiva de captación de los colectores. Las pérdidas geométricas en un CCP se dividen en dos grupos:

a) debidas a la posición relativa de los colectores entre sí

b) inherentes a cada colector

El primer grupo es el llamado “pérdidas por sombras” y está causado por la sombra parcial que algunos colectores pueden proyectar en los colectores adyacentes. Obviamente, cuanta mayor distancia exista entre las filas paralelas de colectores, menor es el sombreado que unos pueden provocar sobre otros. La Figura 12 describe este tipo de pérdidas geométricas por sombra.

Figura 12. Pérdidas geométricas debidas a sombras entre filas paralelas.


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Las pérdidas geométricas inherentes a cada CCP están causadas por el hecho de que estos colectores están provistos de un sistema de seguimiento solar en un solo eje y, por lo tanto, solo pueden girar alrededor de este eje, lo que da lugar a la existencia del llamado ángulo de incidencia, φ, que es el ángulo formado por la radiación solar directa que incide sobre el plano de apertura del colector y la normal a dicho plano de apertura. Este ángulo de incidencia depende de la hora y el día del año, ya que es función de las coordenadas del sol con respecto a un sistema cartesiano con origen en el colector, y provoca que en los extremos del colector haya una pérdida de superficie reflexiva útil.

La Figura 13 muestra un corte longitudinal de un CCP. Nótese que la radiación reflejada por el tramo de superficie reflexiva de longitud LE no puede interceptar el tubo absorbente.

Figura 13. Corte longitudinal de un CCP, mostrando el ángulo de incidencia

El área de colector que se pierde por este hecho, SE, viene dado por las siguientes ecuaciones:

donde A es el ancho del concentrador cilindro parabólico, L la longitud del concentrador cilindro parabólico, F la distancia focal de la parábola, Fm la distancia media entre la superficie de la parábola y el absorbente dentro de una misma sección transversal del colector, y φ el ángulo de incidencia de la radiación solar directa.

La existencia de un ángulo de incidencia no solo reduce el área efectiva de captación que tiene el colector, sino que también afecta a los valores de la reflectividad, absortividad y transmisividad, ya que estos parámetros presentan un valor máximo cuando el ángulo de incidencia es 0º. El efecto del ángulo de incidencia en el rendimiento del colector se cuantifica mediante un parámetro que se denomina modificador por ángulo de incidencia, K, explicado más adelante.

Pérdidas ópticas

Las pérdidas ópticas son debidas a que ni la superficie reflexiva del concentrador es un reflector perfecto, ni el vidrio que cubre al tubo absorbente metálico es totalmente transparente, ni la superficie selectiva del tubo metálico es un absorbente perfecto, ni la geometría del concentrador parabólico es perfecta. Estas imperfecciones provocan que solo una parte de la radiación solar directa que incide sobre la superficie del concentrador parabólico llegue al fluido que circula por el interior del tubo absorbente. La Figura 14 muestra los cuatro parámetros que intervienen en las pérdidas ópticas de un CCP, que son:


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Figura 14. Pérdidas ópticas en un CCP Reflectividad de la superficie del concentrador parabólico, ρ. Las superficies reflexivas

de los colectores no son perfectas, por lo que solo parte de la radiación incidente se refleja. Los valores típicos de la reflectividad están alrededor del 90%. Sin embargo, los valores de reflectividad disminuyen progresivamente conforme aumenta la suciedad en la superficie. Para dar una idea, la reflectividad de los colectores parabólicos instalados en la Plataforma Solar de Almería, es 92% cuando los colectores están limpios. Estos valores disminuyen a un razón de 0.26% por día, debido a la suciedad progresiva de los espejos.

Factor de intercepción, γ. Una fracción de la radiación solar reflejada por los espejos no alcanza a la cubierta de cristal del tubo absorbedor debido a diversas causas, como imperfecciones microscópicas o macroscópicas de los espejos, o errores de posicionamiento del colector, o incluso el bloqueo que pueden suponer los soportes del tubo absorbente. Las imperfecciones de los espejos y los posibles errores de seguimiento solar provocan que algunos rayos no intercepten al tubo absorbente durante su trayectoria después de ser reflejados. Estas pérdidas se cuantifican con el llamado factor de intercepción. Un valor típico de este parámetro óptico es 95%.

Transmisividad de la cubierta de cristal, τ. El tubo absorbedor metálico está situado dentro de una cubierta de cristal para disminuir las pérdidas térmicas y proteger a la superficie selectiva. Una fracción de la radiación solar reflejada por los espejos y que alcanza la cubierta de cristal del tubo absorbedor no es capaz de atravesarlo. La razón entre la radiación que pasa a través de la cubierta de cristal y la radiación total incidente sobre ella da la transmisividad de dicha cubierta de vidrio. Un valor típico de este parámetro es 90 - 95%, dependiendo de que el cristal hay sido objeto de un tratamiento anti-reflexivo o no.

Absortividad de la superficie selectiva, α. Este parámetro cuantifica la cantidad de radiación incidente sobre la superficie selectiva que ésta puede absorber. Un vapor típico de la absortividad está en el rango 90% – 96%.

Al producto de los cuatro parámetros descritos anteriormente (reflectividad, absortividad, transmisividad y factor de interceptación) se le denomina Rendimiento Óptico Pico del CCP:

Pérdidas térmicas

Las pérdidas térmicas ocupan el segundo lugar en orden de importancia en un CCP, detrás de las pérdidas ópticas. Se producen principalmente en dos lugares: en el tubo absorbedor y en las tuberías de fluido térmico, siendo bastante más importantes las del tubo absorbente.

Radiación solar directa

γ

Tubo metálico del absorbente(con una absortividad α)

Cubierta de cristal del absorbente(con una transmisividad τ)

Reflector parabólico(con una reflectividad ρ)

Radiación solar directa

γ

Tubo metálico del absorbente(con una absortividad α)

Cubierta de cristal del absorbente(con una transmisividad τ)

Reflector parabólico(con una reflectividad ρ)


14

Las pérdidas térmicas asociadas al tubo absorbente están formadas por: pérdidas de calor por conducción a través de los soportes de los tubos absorbentes, pérdidas por radiación, convección y conducción desde el tubo absorbente hacia la cubierta de cristal, y pérdidas por convección y radiación desde el tubo de cristal al ambiente. En aquellos tubos absorbentes en los que entre el tubo metálico y el de cristal hay vacío, las pérdidas térmicas por conducción y convección desde el tubo metálico hacia la cubierta de vidrio quedan eliminadas, y solo hay entre el tubo metálico y la cubierta de cristal pérdidas por radiación.

Aunque cada una de las pérdidas térmicas anteriormente mencionadas podría calcularse analíticamente, aplicando las bien conocidas ecuaciones que rigen los procesos de transferencia de calor por radiación, convección y conducción, en la práctica las pérdidas térmicas globales, QL, en un CCP se calculan mediante un coeficiente global de pérdidas térmicas desde el tubo absorbente al ambiente, UL:

donde Tabs es la temperatura media del tubo absorbente metálico, Tamb es la temperatura ambiente, Do es el diámetro exterior del tubo metálico absorbente y L es la longitud de dicho tubo (que coincide con la longitud del CCP). En esta ecuación, el coeficiente global de pérdidas viene dado por unidad de área del tubo absorbente y sus unidades son (W/m2

abs ºC).

El valor del coeficiente global de pérdidas térmicas es un dato facilitado por el fabricante del colector y se determina experimentalmente sometiendo al colector a diferentes ensayos de pérdidas térmicas en el rango de temperaturas para el cual el colector ha sido diseñado.

Un valor aproximado del coeficiente global de pérdidas, UL)abs, para un CCP con tubo absorbente de vacío es de unos 4 W/m2

abs ºC, para temperaturas en torno a 350 ºC.

4.2.2 Rendimiento de un CCP Como consecuencia de todas las pérdidas ópticas, geométricas y térmicas que existen en un CCP, la energía térmica útil que da un CCP es menor que la que daría en condiciones ideales, cuando no existieran dichas pérdidas.

En un CCP se suelen definir tres rendimientos diferentes y un parámetro:

Rendimiento óptico con un ángulo de incidencia de 0º(rendimiento óptico pico), ηopt,0º. Tiene en cuenta todas las pérdidas ópticas que tienen lugar en el colector con un ángulo de incidencia de 0º. Su valor viene dado por el producto de estos cuatro factores: reflectividad de los espejos, transmisividad del tubo de vidrio, factor de interceptación (que tiene en cuenta la parte de radiación reflejada que por cualquier causa no alcanza el absorbente) y absortividad de la superficie selectiva que recubre el tubo metálico absorbente.

Rendimiento térmico, ηth. Considera todas las pérdidas térmicas que tienen lugar en el colector.

Rendimiento global, ηglobal. Considera todas las pérdidas, tanto ópticas como geométricas y térmicas, que tienen lugar en el colector.

Modificador por ángulo de incidencia, K. Considera todas las pérdidas ópticas y geométricas que tienen lugar en el colector para un ángulo de incidencia φ ≠ 0º y que no se tienen en cuenta en ηopt,0º (pérdidas geométricas de final de colector, bloqueo de la radiación concentrada por parte de los soportes del tubo absorbente e influencia del ángulo de incidencia en la absortividad y transmisividad del tubo absorbente, y en la reflectividad de los espejos).

La energía solar incidente sobre un colector cilindro parabólico viene dada por:

Qsol =Sc·I·cos(φ) siendo:

Qsol = energía solar incidente sobre el colector (W)


15

Sc = área de apertura de la superficie reflexiva del colector (m2)

I = radiación solar directa (W/m2)

φ = ángulo de incidencia

Por otra parte, la energía térmica útil suministrada por el colector viene dada, en términos del incremento entálpico que experimenta el fluido de trabajo en el colector, por:

Qútil = qm·(hsal – hent) siendo:

Qútil = energía térmica útil suministrada por el colector (W)

qm = caudal másico del fluido de trabajo (kg/s)

hsal = entalpía del fluido de trabajo a la entrada al colector (J/kg)

hent = entalpía del fluido de trabajo a la salida del colector (J/kg)

El rendimiento global del colector viene dado como el cociente entre la energía térmica útil suministrada por el colector y la energía solar incidente sobre el colector:

ηglobal = Qútil / Qsol La Figura 15 representa gráficamente el balance energético en un CCP, ilustrando el significado de los rendimientos y del modificador por ángulo de incidencia explicados en los párrafos anteriores.

Figura 15. Diagrama de pérdidas y rendimientos de un CCP

El rendimiento óptico ηopt,0º no depende de la radiación solar ni de la temperatura de trabajo del fluido, pero sí del grado de ensuciamiento del colector, ya que ello afecta a la reflectividad de los espejos y a la transmisividad de la cubierta de vidrio del tubo absorbente. Esta dependencia obliga a que cuando da este valor, el fabricante tiene que especificar el grado de limpieza para el cual es válido. El grado de limpieza se refiere a la reflectividad de los espejos y a la transmisividad del tubo de vidrio.

Un valor típico del rendimiento óptico pico es aproximadamente 0.75, para un grado de limpieza del 100%.

El modificador por ángulo de incidencia, K, depende directamente del ángulo de incidencia, siendo K=1 para .= 0º, y K=0 para .= 90º. El valor de K se da como una función K=K(φ) que se determina experimentalmente.

El rendimiento térmico depende directamente de la temperatura de trabajo del fluido y de la radiación solar directa.


16

4.3 Estado del Arte A continuación se presenta una breve panorámica del estado actual de la tecnología de los componentes más característicos de los sistemas de colectores cilindro-parabólicos.

4.3.1 Colector El estado del arte en esta tecnología está representado por los colectores LS3 y Eurotrough. Estos colectores son prácticamente idénticos en lo que se refiere a las dimensiones del reflector. Ambos emplean como receptor un tubo absorbente con recubrimiento selectivo y envuelto por otro tubo de vidrio, entre los cuales se hace el vacío para mejorar el rendimiento. La diferencias fundamentales entre ellos son : a) que el colector Eurotrough admite una configuración en la que se conectan 12 módulos en serie y b) la diferente potencia de la unidad hidráulica. Adicionalmente, la estructura soporte del colector Eurotrough es más rígida y ligera que la del LS3.

El elemento reflector empleado actualmente en todas las instalaciones de generación de energía eléctrica está constituido por espejos de segunda superficie (la capa reflectante de plata está depositada en la cara posterior del vidrio) de bajo contenido en hierro. El principal suministrador es la empresa Flagsol, que comercializa los espejos cilindro-parabólicos de vidrio grueso fabricados por Flabeg.

Las características más destacadas de estos colectores se recogen en la Tabla 1. Tabla 1. Características principales de los colectores Eurotrough y LS3

Superficie del colector: 545 m2

Apertura 5,7 m

Longitud del módulo 12,27 m

Número de módulos 8 / 12 (Sólo Eurotrough)

Diámetro del tubo absorbedor 0,07 m

Relación de concentración óptica 82:1

Rendimiento óptico 0,8

Una alternativa interesante a los espejos de vidrio grueso cuando no se requiere una gran curvatura es la de espejos de vidrio delgado, fabricados en Europa por Glaverbel BDC, de menor coste que los comercializados por Flagsol.

Los reflectores con soporte plástico, como los fabricados por 3M, presentan hoy por hoy menor durabilidad que los espejos de vidrio y tiene mayores gastos de mantenimiento.

4.3.2 Tubo absorbedor Los tubos absorbedores empleados en las plantas de generación de electricidad están constituidos por un tubo interior metálico, por el que circula el fluido de trabajo, y otro exterior de vidrio, que protege el recubrimiento selectivo del primero. Entre ambos tubos se realiza un vacío para reducir las pérdidas térmicas por convección. Existen dos fabricantes de este tipo de tubos: la israelí Solel, suministrador también del colector LS3, y la alemana Schott. Los tubos tienen una longitud de 4 m aproximadamente, su absortividad es del 95% y su emisividad a 350 ºC es del 12%.

Existen otros tipos de tubos absorbedores más sencillos, adecuados para trabajar a temperaturas inferiores a 300 ºC, pero que no se han empleado hasta la fecha para aplicaciones que requieren temperaturas superiores, como es el caso de la generación de electricidad.

4.3.3 Sistema de accionamiento y seguimiento Para colectores de gran tamaño, como es el caso de los referidos LS3 y Eurotrough, se emplean accionamientos hidráulicos. En el mercado existe un gran número de empresas que fabrican y comercializan este tipo de accionamientos.


17

En cuanto al sistema de seguimiento, su sistema de control puede basarse tanto en las señales de células fotovoltaicas convenientemente distribuidas por el colector (control en bucle cerrado) como en la implementación de algoritmos que calculan la posición del sol en cada instante con gran precisión (control en bucle abierto).

4.3.4 Elementos de conexión Los elementos de conexión entre colectores adyacentes son críticos en una instalación de colectores cilindro-parabólicos, ya que las exigentes condiciones de trabajo hacen que estos sean unos de los puntos de fallos más frecuentes. Actualmente se emplean dos tipos de uniones: conductos flexibles y juntas rotativas, presentando estas últimas mejor comportamiento. Las empresas norteamericanas ATS –suministradora de las instaladas en las plantas SEGS- e Hyspan fabrican este tipo de juntas.

4.4 Principales indicadores de la tecnología de colectores cilindro-parabólicos En la Tabla 2 se resumen algunos de los indicadores más destacados de esta tecnología, de acuerdo con los informes más recientes. Entre ellos destacan los de Sargent & Lundy (2003), ESTIR (2002), Arthur D. Little (Teagan 2001) y Enermodal (1999), que se adjuntan como anexos.

‡ Para una planta sólo solar, sin hibridación. § Si se incluye el sistema de almacenamiento, el coste puede elevarse a 4500 €/kW ** Diferentes estimaciones. Hasta 70 €/kW instalado si se incluyen provisiones para grandes reparaciones.

Tabla 2. Características principales de los sistemas de colectores cilindro-parabólicos para generación de electricidad actuales

(Tecnología LS3)

Estado actual Proyección 2010 (ESTIR 2002)

Capacidad total instalada (mundial) 354 MW +310 MW

Disponibilidad > 95% >95%

Factor de capacidad Aprox. 25% (solar puro) 30-40%

Rendimiento anual (solar a eléctrico) 10% - 15% 18-20%

Tamaño de módulo 30-80 MW 200 MW

Coste de la energía producida (LEC)‡ 0.15 a 0.25 €/kWh 0.9 – 0.11 €/kWh

Coste de instalación§ 2500 – 3500 €/kW 1500 €/kW

Costes de O&M**

25-70 €/kW instalado 0.017 €/kWh (S&L)

0.020 – 0.035 €/kWh (basado en datos de

KJC)

Reducción de 20 – 50%

Almacenamiento Sí / Aceite térmico/ Sales fundidas

Sales fundidas / Otros

Ciclo de conversión de potencia Rankine


18

4.5 Desarrollo tecnológico

4.5.1 Corto plazo Las líneas actuales de desarrollo en la tecnología de colectores cilindro-parabólicos –una tecnología relativamente madura, como se ha comentado anteriormente, se centran en la optimización del sistema, en la mejora o abaratamiento de componentes y la optimización de los trabajos de operación y mantenimiento. Puede decirse que son desarrollos incrementales. Los principales en curso son:

• Aumentar el tamaño del módulo sin penalizar excesivamente el rendimiento.

• Aumentar el factor de capacidad mediante el aumento del sistema de almacenamiento.

• Empleo de sales fundidas como medio de almacenamiento.

• Empleo de sales fundidas como fluido de trabajo.

• Nuevos recubrimientos, más eficientes y duraderos, para el tubo absorbedor.

• Optimización de la estructura soporte (Eurotrough).

• Reducción de los consumos parásitos de la planta.

• Reducción del número de fallos, mediante la sustitución de las actuales juntas flexibles por juntas de bolas.

• Mejora del rendimiento del ciclo de potencia mediante el aumento de la temperatura de operación hasta 450 ºC.

El objetivo de estos desarrollos es reducir el coste de la energía producida hasta el entorno de los 0.10 €/kWh, mediante una mejora de hasta 4 puntos el rendimiento anual (solar a eléctrico) de la planta, situándolo entre el 15% y el 20% y la reducción de los costes de O&M hasta en un 20%.

4.5.2 Largo plazo A largo plazo, el objetivo principal es poner a punto la tecnología de generación directa de vapor en los tubos absorbedores (tecnología DSG, Direct Steam Generation). Se espera que esta tecnología permita reducir el coste de la energía producida hasta en un 25%, mediante la reducción de los costes de instalación en un 15% y el aumento del rendimiento anual en un 15%.


19

5 Sistemas de receptor central Los STCS de receptor central (SRC) se caracterizan porque el sistema colector está compuesto por un grupo, más o menos numeroso, de concentradores individuales llamados helióstatos, que dirigen la radiación solar concentrada hacia un receptor central, normalmente situado a una cierta altura sobre el suelo en una torre.

Los SRC son, por tanto, STCS que concentran la radiación solar en tres dimensiones, por lo que pueden alcanzar un valor elevado de la razón de concentración y, por tanto, operar eficientemente hasta elevadas temperaturas (por encima de 1000 ºC).

La figura muestra un esquema de un SRC e ilustra su modo de funcionamiento.

5.1 Componentes Los componentes principales de un sistema de receptor central son:

El sistema colector o campo de helióstatos, formado por helióstatos

La torre, si existe

El receptor

El sistema de control

Además, el funcionamiento de un SRC requiere una serie de sistemas y equipos auxiliares, como el sistema de caracterización de imágenes, blancos lambertianos para evaluación de imágenes y ajuste de offsets, etc., que no se tratarán en este documento.

5.1.1 El helióstato El helióstato es, junto con el receptor, el componente más característico de un CETS de receptor central, y representa una fracción muy significativa (hasta el 60%) del coste de la parte solar. La Real Academia Española de la Lengua define helióstato como “Instrumento geodésico que sirve para hacer señales a larga distancia, reflejando un rayo de luz solar siempre en dirección fija, por medio de un espejo que, regido por un mecanismo, sigue el movimiento aparente del sol” (DRAE, 1984).

Los helióstatos de los SRC responden a esta definición, salvo en su función, ya que aquí es captar la radiación solar y redirigirla hacia el receptor.

Un helióstato está compuesto básicamente por una superficie reflectante, una estructura soporte, mecanismos de movimiento y un sistema de control.

Las superficies reflectantes más empleadas hasta hoy son a base de espejos de vidrio, de características similares a los descritos para los colectores cilindro-parabólicos. También se han empleado superficies reflectantes a base de películas poliméricas de alta reflectividad. El mayor inconveniente para la introducción de esta última tecnología es su menor durabilidad.

Heliostatos

Receptor

Heliostatos

Receptor

Figura 16. Principio de funcionamiento de un sistema de receptor central

Figura 17. Helióstato de vidrio-metal de 90 m2 de superficie reflexiva


20

Los helióstatos de las primeras plantas de demostración se construyeron con espejos de vidrio sustentados en una estructura metálica (tecnología de vidrio-metal). A mediados de la década de 1980 se desarrollaron los primeros prototipos de helióstatos de membrana tensionada. Aunque estos últimos crearon grandes expectativas por su potencial de reducción de costes, los avances más significativos en este campo se han dado con helióstatos de vidrio-metal, debido principalmente al abaratamiento de los espejos y a la optimización de componentes.

La superficie reflexiva por helióstato ha ido evolucionando hacia tamaños cada vez mayores (Figura 18), partiendo de unos 40 – 50 m2 para los helióstatos de las primeras plantas (MMC, CASA, MBB...) hasta llegar a los 150 m2 de algunos desarrollos recientes (ASM 150, ATS).

Algunas propuestas recientes, sin embargo, han vuelto sus ojos hacia helióstatos de pequeño tamaño, concepto que había caído en el olvido durante mucho tiempo, por su potencial de aprovechamiento de economías de escala y, sobre todo, de simplificación y abaratamiento de los procesos de transporte, instalación y puesta en servicio.

Un desarrollo reciente de gran interés potencial es el helióstato autónomo, desarrollado en la Plataforma Solar de Almería. Este helióstato se alimenta con la energía producida por un pequeño panel fotovoltaico instalado sobre su estructura y se controla vía radio, lo que elimina la necesidad de cableados de potencia y control del campo de helióstatos, con la consiguiente reducción de costes.

El despliegue del campo de helióstatos en relación al receptor está condicionado en gran medida por

las características del terreno disponible (forma de la parcela, orografía...), por el tamaño de la planta y por la posición del receptor. Las dos opciones clásicas contemplan el despliegue del campo de helióstatos alrededor (campo circundante) o a un lado (campo Norte o Sur, según la latitud del emplazamiento) de una torre, sobre la cual se sitúa el receptor (Figura 19).

No obstante, se han propuesto otras disposiciones, que tratan de aprovechar la orografía del terreno (por ejemplo, una ladera orientada al Sur) o usan un concentrador secundario para evitar los inconvenientes derivados de situar el receptor sobre una torre.

Figura 18. Evolución de las principales tecnologías de construcción de

helióstatos


21

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

-800 -600 -400 -200 0 200 400 600 800[m]

[m]

Figura 19. Despliegues típicos de un campo de helióstatos alrededor del receptor (situado en el origen de coordenadas): a la izquierda, campo Norte; a la derecha, campo circundante.

5.1.2 La torre La función de la torre es la de servir de soporte al receptor, que normalmente debe situarse a una cierta altura sobre el nivel del campo de helióstatos para reducir las sombras y bloqueos entre éstos, y a diversos elementos auxiliares (blancos lambertianos, sistemas de medida, etc.). Hasta hoy, las torres construidas han sido de estructuras metálicas o de hormigón.

5.1.3 El receptor El receptor de una CETS de receptor central es el dispositivo donde se produce la conversión de la radiación solar concentrada en energía térmica (en la mayor parte de los casos, aumento de entalpía de un fluido). A lo largo de la breve historia de la tecnología de SRC, se han propuesto y ensayado un gran número de receptores de diversas características geométricas y operativas con distintos fluidos de trabajo:

Desde el punto de vista de la geometría del receptor podemos distinguir entre receptores de cavidad (CESA 1, SOLGAS, etc.) y externos. A su vez, éstos últimos pueden clasificarse en planos (SSPS-ASR, Phoebus TSA), cilíndricos (Solar One, Solar Two) y semicilíndricos (PS10).

Por el mecanismo de transferencia de calor, podemos distinguir entre receptores de absorción directa (DAR) y de absorción indirecta, contando entre éstos con los tubulares (Solar One, Solar Two, CESA-1, ASR, GAST, etc.), los de placa (RAS) y los volumétricos, ya sean atmosféricos (TSA) o presurizados (REFOS).

En cuanto al fluido de trabajo, se han propuesto y ensayado receptores de agua-vapor, ya sea con evaporación y sobrecalentamiento (Solar One, CESA-1) o sólo con evaporación (SOLGAS, Colón Solar, STEOR), aire (Phoebus-TSA, GAST), sales fundidas (Solar Two), sodio fundido (SSPS ASR), partículas sólidas, etc.

La Figura 20 ilustra algunos de estos receptores.

Los estudios y experimentos realizados hasta la fecha no han conseguido demostrar la superioridad de una tecnología sobre las demás, entre otras causas porque la elección de una u otra está condicionada no sólo por factores técnicos, sino también de política industrial. Así, mientras la industria estadounidense apuesta por la tecnología de sales fundidas (Solar Two), la europea aparece más inclinada hacia los receptores volumétricos de aire, ya sean atmosféricos o presurizados (PHOEBUS, primeras versiones de PS10) o los receptores de vapor de agua (SOLGAS, Colón Solar, PS10 en su última versión).

0

200

400

600

800

1000

-600 -400 -200 0 200 400 600

[m]

[m]


22

Figura 20. Esquemas y condiciones de operación típicas de de algunos tipos de receptores

5.2 Balance energético A continuación se describe el balance energético de un campo solar de un sistema de receptor central; el balance de la parte convencional de una central energética (sistema de conversión de potencia, generador, etc.) sólo se aborda muy someramente cuando es necesario.

Los principales procesos que tienen lugar en un SRC son:

Captación de la radiación solar por el campo de helióstatos

Transmisión de la radiación solar a través de la atmósfera hasta el receptor

KATHERINE MENDEZ

Resaltado


23

Captación de la radiación solar concentrada por el receptor

Conversión fototérmica

Conversión de la energía térmica en energía mecánica

Generación de electricidad

Cada uno de estos procesos lleva unas pérdidas asociadas, que se describen a continuación.

5.2.1 Pérdidas en la captación Las pérdidas que se producen en la captación pueden englobarse en dos grupos: pérdidas geométricas y pérdidas por reflectividad.

Pérdidas geométricas Las pérdidas geométricas son función exclusivamente de la geometría del campo solar, es decir, de las dimensiones y posiciones relativas de los elementos que la integran (helióstatos, torre, receptor) y de la posición del sol, por lo que dependen fuertemente del tiempo. Pueden distinguirse tres causas para estas pérdidas:

Pérdidas originadas por la reducción del área proyectada visible para el Sol causadas por la inclinación del eje óptico del helióstato con respecto a la trayectoria de los rayos solares. Estas pérdidas son proporcionales al coseno del ángulo de inclinación de la normal al helióstato con respecto a los rayos solares, y se cuantifican mediante el llamado factor coseno.

Pérdidas por sombras, que engloban tanto las producidas por unos helióstatos sobre otros como por la torre y cualesquiera otros elementos sobre los helióstatos. Causan también una reducción del área útil reflexiva.

Pérdidas por bloqueos, que cuantifican la fracción de radiación solar reflejada por los helióstatos que no alcanza el receptor al resultar bloqueada por helióstatos vecinos.

A la hora de cuantificar las pérdidas geométricas, debe tenerse en cuenta que pueden existir zonas de superficie reflexiva que están a la vez sombreados y bloqueados, por lo que las pérdidas por sombras y bloqueos deben cuantificarse en un solo factor (factor de sombras y bloqueos). La Figura 21 ilustra estas pérdidas.

C

RSN

C

RSN

Figura 21. De izquierda a derecha: pérdidas por factor coseno, sombras y bloqueos

Pérdidas por reflectividad

Los helióstatos no reflejan la totalidad de la radiación solar que incide sobre su superficie reflexiva, ya que parte de dicha radiación es absorbida por la misma. La razón entre radiación incidente y radiación reflejada se denomina reflectividad, y depende de la longitud de onda de la radiación incidente. Para la cuantificación de este factor se emplea un valor medio ponderado por el espectro solar (Figura 22).

KATHERINE MENDEZ

Resaltado


24

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

0 500 1000 1500 2000 2500 3000Longitud de Onda [nm]

Ref

lect

ivity

[%]

-0.2

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1.8

kW/m

2 nm

Cristalería Española 3mm Heliostato Sanlucar 90 Mecánico ASTM Estandar 1.5D

Mean Reflectivity to Solar Spectrum ASTMD: 93.0%

Figura 22. Curva de reflectividad espectral y valor medio ponderado por el espectro solar para un espejo de plata de 3 mm de espesor.

5.2.2 Pérdidas en la transmisión a través de la atmósfera La radiación solar reflejada por el helióstato sufre una atenuación, debida a procesos de absorción y dispersión, en su camino entre la superficie reflexiva y el receptor. Esta atenuación, que depende de las condiciones atmosféricas al nivel de la superficie, será mayor cuanto mayor sea la distancia que recorre la radiación reflejada.

5.2.3 Pérdidas en la captación de la radiación solar concentrada por el receptor Como consecuencia de las imperfecciones de las superficies reflexivas, errores de apunte de los helióstatos, agrupamiento de la longitud focal de las facetas por motivos de fabricación, etc., una parte de la radiación reflejada por el campo de helióstatos que llega a las inmediaciones del receptor no alcanza su superficie absorbedora. Este hecho se cuantifica mediante el llamado factor de desbordamiento o spillage (Figura 23)

5.2.4 Perdidas en la Conversión fototérmica La conversión de la energía radiante en energía térmica tiene lugar en el receptor, donde se producen una serie de pérdidas:

Pérdidas por radiación. Las pérdidas por radiación pueden desglosarse en pérdidas por reflexión, que dependen de la absortividad de la superficie absorbedora (la fracción no absorbida será reflejada hacia el exterior) y pérdidas por emisión, que

dependen de la temperatura y de la emisividad de la superficie absorbedora.

Figura 23. Perdidas por desbordamiento. En la imagen puede apreciarse el exterior de la

cavidad iluminado por la parte de la radiación reflejada por el campo de

helióstatos que no alcanza la superficie absorbedora,


25

Pérdidas por convección, natural o forzada (causada por el viento), desde la superficie absorbedora al aire de los alrededores. Son proporcionales a la diferencia de temperatura entre la superficie absorbedora y el ambiente.

Pérdidas por conducción desde el absorbedor a los elementos estructurales y auxiliares en contacto con el receptor, también proporcionales a la diferencia de temperatura entre el absorbedor y estos elementos.

5.2.5 Pérdidas en la parte convencional Estas pérdidas engloban las producidas en generadores de vapor (de existir), intercambiadores de calor, turbina, alternador, etc.

5.3 Rendimientos y balance energético Cada uno de los procesos descritos en el apartado anterior lleva por tanto aparejado un rendimiento, definido normalmente como relación entre potencia (o energía) de salida y potencia (o energía) aportada al proceso. La Figura 24 representa un balance energético típico de un sistema de receptor central.

Figura 24. Diagrama de un balance energético típico de un sistema de receptor central. El diagrama presentado corresponde al punto de diseño (condiciones nominales)


26

5.4 Estado del Arte A diferencia de los colectores cilindro-parabólicos, donde el panorama está claramente dominado por la tecnología LS3, existe una gran diversidad de opciones tecnológicas en el campo de los SRC. En la Tabla 3 se relacionan las principales.

Hay que hacer notar que no todas estas opciones son hoy por hoy viables. De hecho, algunas de ellas han sido abandonadas, como el empleo de sodio como fluido de trabajo en receptores y sistemas de almacenamiento, debido a la peligrosidad asociada al manejo y almacenamiento del sodio, y otras, como los receptores de absorción directa, no han llegado a superar la fase puramente experimental.

Aún a riesgo de simplificar, puede decirse que existen 3 conjuntos básicos de opciones tecnológicas disponibles y suficientemente demostradas. Todos ellos se apoyan, hoy por hoy, en la tecnología de helióstatos de vidrio-metal, ya que los helióstatos de membrana tensa no han cumplido de momento las expectativas ni en cuanto a coste ni a funcionamiento. Estos conjuntos son:

• Sistemas de sales fundidas en receptor y almacenamiento, con receptor tubular externo, ciclo Rankine (turbina de vapor). Desarrollados principalmente en Estados Unidos.

• Sistemas de agua-vapor en receptor, con almacenamiento en sales, aceite térmico, o vapor a presión, con receptor tubular externo o de cavidad, ciclo Rankine (turbina de vapor). Desarrollados en Estados Unidos y Europa.

• Sistemas de receptor volumétrico de aire abierto (a presión atmosférica), con almacenamiento en rocas o similar, ciclo Rankine (turbina de vapor). Desarrollados principalmente por industrias suizas y alemanas.

Tabla 3. Principales opciones tecnológicas en sistemas de receptor central

Sistema colector: helióstatos • Vidrio – metal • Membrana tensa o estirada con película reflectante • Superficie de 40 a 150 m2

Receptor

• Geometría: Cavidad Externo plano (campo norte / sur) Externo semicilíndrico (campo norte sur) Externo cilíndrico (campo circular)

• Transferencia de calor Tubular Volumétrico Absorción directa

• Fluido de trabajo Agua Aire Sales fundidas (Sodio) (Partículas)

Concentración secundaria • Trompeta

• SCOT

Ciclo de potencia • Turbina de vapor

• Turbina de gas

Sistema de almacenamiento • Aceite térmico

• Sales fundidas

• Sodio

• Rocas, elementos cerámicos, etc.


27

Principales indicadores de la tecnología de sistemas de receptor central En la Tabla 4 se resumen algunos de los indicadores más destacados de esta tecnología, de acuerdo con los informes más recientes. Entre ellos destacan los de Sargent & Lundy (2003), ESTIR (2002), Arthur D. Little (Teagan 2001) y Enermodal (1999).

5.5 Desarrollo tecnológico

5.5.1 Corto plazo A corto plazo, el desarrollo tecnológico se centra en la construcción de una o varias plantas que operen en entorno comercial, como mejor forma de escalar en la curva de aprendizaje. En lo que se refiere a componentes, las líneas principales son:

• optimización del helióstato, que constituye el factor de coste más importante en un sistema de receptor central

• desarrollo de sobrecalentadotes de vapor fiables y eficientes

• sistemas de almacenamiento más eficientes y económicos

• mejora del funcionamiento y fiabilidad de los diferentes elementos que componen el ciclo.

†† Para una planta sólo solar, sin hibridación. ‡‡ Si se incluye el sistema de almacenamiento, el coste puede elevarse a 4500 €/kW §§ Diferentes estimaciones. Hasta 70 €/kW instalado si se incluyen provisiones para grandes reparaciones.

Tabla 4. Características principales de los sistemas de receptor central para generación de electricidad

Estado actual Proyección 2010 (ESTIR 2002)

Capacidad total instalada (mundial) 12 MW (plantas de demostración o ensayo)

+100 MW

Disponibilidad Dato no disponible Estimación > 90%

>95%

Factor de capacidad 20 – 30% 30-50%

Rendimiento anual (solar a eléctrico) 10% - 15% 18-20%

Tamaño de módulo 10 - 200 MW 200 MW

Coste de la energía producida (LEC)†† 0.20 a 0.25 €/kWh 0.6 – 0.11 €/kWh

Coste de instalación‡‡ 2500 – 4000 €/kW 1500 €/kW

Costes de O&M§§ 25-40 €/kW instalado 0.020 – 0.03 €/kWh Reducción de 20 – 50%

Almacenamiento Sí / Varias opciones Sales fundidas / Otros

Ciclo de conversión de potencia Rankine Brayton


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5.5.2 Largo plazo A largo plazo, el objetivo principal es aprovechar el potencial de esta tecnología para la obtención de altas temperaturas, empleando concentración secundaria, y mejorar así el aprovechamiento exergético de la radiación solar. Hay también aquí dos líneas principales:

• Sistemas de receptor volumétrico de aire presurizado, con concentración secundaria (tipo trompeta) para la integración d ela energía solar en un ciclo Brayton (turbina de gas). Desarrollados principalmente por industrias alemanas.

• Sistemas de receptor volumétrico de aire presurizado con 3 etapas de concentración (óptica SCOT, Figura 25). Ciclos Brayton o combinado. En desarrollo en Israel (Instituto Weizmann).

Figura 25. Ilustración del concepto de óptica SCOT con aplicación a una planta de ciclo combinado (fuente: Kribus et al., 1998)

A más largo plazo se trabaja en el desarrollo de sistemas de almacenamiento en forma de energía química y en la química solar, síntesis de combustibles, sustancias o materiales de alto valor añadido mediante aplicación de la radiación solar concentrada.

5.6 Sistemas híbridos La hibridación con combustibles fósiles o renovables constituye sin duda la vía más razonable para la penetración de las tecnologías termosolares en el mercado, ya que:

• Permite obtener factores de capacidad muy altos sin necesidad de recurrir al costoso almacenamiento térmico.

• Reduce la percepción de riesgo de los posibles inversores y entidades financieras.

• Proporciona un camino progresivo para la sustitución, en mayor o menor grado, de los combustibles fósiles por energía solar.

Las dos tecnologías consideradas en los apartados anteriores son aptas para la hibridación, si bien en diferente medida:

Los sistemas de colectores cilindro-parabólicos (CCP) pueden hibridarse en distinto grado (desde el 10% hasta el 90% de contribución solar en términos de energía anual aportada al


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ciclo) con plantas de ciclo Rankine o ciclo combinado, pero siempre integrando la energía solar en forma de vapor, es decir, en el ciclo de menor temperatura. Las plantas SEGS operan con un 25% de combustible fósil, mientras que los ISCCS (Sistemas integrados de Ciclo combinado solarizado) propuestos en algunos proyectos apoyados por el Banco Mundial dentro de la iniciativa GEF (Global Environment Fund) presentan una contribución solar del orden del 15% - 25%.

Los sistemas de receptor central (SRC) pueden también hibridarse con grados similares a los CCP, pero existe la posibilidad de realizar el aporte solar en el ciclo de mayor temperatura, mediante el empleo de receptores volumétricos presurizados de alta temperatura. Los proyectos más importantes desarrollados hasta ahora en este terreno –SOLGAS y Colón Solar- presentaban grados de aporte solar bajos (en torno al 10% de la energía anual).

EL desarrollo de la opción de hibridación en España está muy limitado por el hecho de que no se contemple este tipo de plantas entre las que pueden acogerse al RD 436/2004, si bien –como ya se ha comentado anteriormente- una propuesta de Real Decreto puede abrir las puertas a las plantas con un pequeño grado de hibridación (hasta el 15% de gas natural o propano).

Esta situación contrasta con las tendencias observadas internacionalmente, ya que el Banco Mundial a través del Global Enviromental Fund (GEF) ha venido propiciando la implantación de ciclos combinados híbridos en países en vías de desarrollo, con aporte de energía solar entre el 15% y el 25% en cómputo anual sobre el total de la energía primaria empleada. En efecto, este tipo de instalaciones de alto rendimiento constituyen un marco muy favorable para la instalación de sistemas solares de tamaño medio – grande sin los inconvenientes asociados a las plantas puramente solares.


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6 Discos parabólicos Los sistemas de discos parabólicos (DP), se componen básicamente de un reflector (o un conjunto de reflectores) con forma de paraboloide de revolución, un receptor situado en el foco de dicho paraboloide y un sistema de generación eléctrica compacto (motor o turbina más alternador), que suele formar un solo bloque con el receptor. La radiación solar concentrada por el paraboloide incide sobre el receptor, donde se convierte en energía térmica que permite generar electricidad –trabajo mecánico- en el sistema generador.

Los DP se caracterizan por un alto rendimiento, modularidad y autonomía. Actualmente se encuentran en fase de desarrollo. Un buen número de prototipos están en operación en diversos lugares del mundo, pero la aún insuficiente fiabilidad y su elevado coste constituyen los dos principales obstáculos para su introducción en el mercado de generación eléctrica.

6.1 Componentes principales de un DP Los componentes de un sistema de discos parabólicos son:

concentrador

receptor

sistema de generación

estructura soporte y mecanismos

6.1.1 Concentrador La forma de la superficie reflexiva en un sistema de este tipo es la de un paraboloide de revolución. El tamaño del concentrador dependerá tanto de la potencia nominal como de la energía a generar en un periodo de tiempo para unas determinadas condiciones de radiación solar y rendimientos asociados de los elementos que constituyen el sistema.

Los discos parabólicos pueden ser construidos tanto con facetas que aproximan de forma discreta a la geometría del paraboloide o con membrana tensionada de metal aproximando así de manera continua a la geometría buscada. La superficie reflexiva se consigue a base de espejos de vidrio o de películas reflectantes.

En la Figura 27 se ilustran distintos tipos de concentradores. Nótese que el diámetro de la apertura oscilan entre los 7 m de los sistemas más antiguos y los 17 m de los desarrollos más recientes, aunque se han construido discos de tamaño mayor.

Las relaciones de concentración llegan a alcanzar el valor de 3000.

Receptor /Motor

Reflector

Receptor /Motor

Reflector

Figura 26. Esquema de un sistema de disco parabólico


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6.1.2 Estructura y sistema de seguimiento

Un sistema de disco parabólico debe disponer también de una estructura soporte y un mecanismo de seguimiento al sol en dos ejes, con objeto de seguir la posición del sol en todo momento.

Los dos tipos de montaje empleados son:

Seguimiento en acimut-elevación, en el que el movimiento se realiza según dos ejes, vertical y horizontal.

Seguimiento polar, en el que el movimiento en un eje es muy lento, pues sólo debe seguir las variaciones estacionales del sol, y el movimiento en el otro eje es a velocidad constante.

El primer tipo de montaje es más simple desde el punto de vista constructivo mientras que el montaje polar es más fácil de controlar.

6.1.3 Receptor El receptor de un sistema de discos parabólicos tiene dos funciones fundamentales:

Absorber la radiación solar reflejada por el concentrador.

Transferir la energía absorbida al fluido de trabajo de la máquina térmica asociada.

Por tanto, constituyen la interfaz entre el concentrador y la máquina térmica.

Los receptores empleados en los DP son receptores de cavidad (aunque el empleo de receptores externos presenta algunas ventajas para sistemas de baja temperatura), en los que la radiación concentrada entra por una apertura (situada en el foco del paraboloide)

incidiendo posteriormente sobre el absorbedor. De esta forma se consigue disminuir las pérdidas radiativas y convectivas, así como homogeneizar flujo radiante incidente sobre el absorbedor y reducir su valor máximo.

Hasta la fecha se han empleado dos tipos de receptores para los sistemas de discos parabólicos.

Receptores de tubos directamente iluminados, que permiten una adaptación directa del calentador de los motores Stirling convencionales. En estos receptores el absorbedor está formado por un haz de tubos por donde circula el fluido de trabajo del motor. La radiación incide directamente sobre estos tubos y es transformada en energía térmica y transmitida al fluido de trabajo. Las altas temperaturas de trabajo de estos absorbedores (del orden de 800ºC) dificultan el empleo de recubrimientos selectivos por el gran solape de la radiación

Figura 27. Sistemas de discos parabólicos con concentrador de facetas discretas (izquierda); y con concentrador de membrana pensionada (derecha)


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emitida y absorbida. Un inconveniente de estos receptores es la falta de uniformidad en el flujo de radiación incidente en el absorbedor, lo cual trae como consecuencia el que la temperatura en los tubos absorbedores presente picos, limitando por tanto la máxima temperatura del fluido de trabajo para evitar sobrepasar la máxima temperatura permitida en los materiales.

Receptores de reflujo. Este tipo de receptores emplea un fluido intermedio para la transmisión del calor, un metal líquido (normalmente sodio), mediante su evaporación en la superficie del absorbedor y su condensación en los tubos por donde circula el fluido de trabajo. Al condensar el metal líquido, por gravedad regresa a la superficie del absorbedor.

Actualmente se tiende a emplear este último tipo de receptores, ya que conllevan las siguientes ventajas:

La gran capacidad de transmisión del calor de los metales líquidos (hasta 800 W/cm2) permite desarrollar receptores más pequeños.

Mediante la condensación de este metal líquido se consigue un calentamiento más uniforme del fluido de trabajo, y éste se produce realmente a temperatura constante, lo que permite trabajar con temperaturas máximas del fluido de trabajo más cercanas a las máximas admisibles por los materiales.

Permite el diseño independiente de receptor y motor, evitando los compromisos de diseño entre ambos que limitaban el rendimiento en el caso de los receptores de tubos directamente iluminados.

Se facilita la hibridación del sistema.

Se distinguen dos tipos de receptores de reflujo:

Receptor tipo "pool boiler". En este caso, hay una poza de metal líquido siempre en contacto con el absorbedor y de donde va evaporándose éste para ir hacia el calentador del motor.

Receptor tipo tubo de calor (heat pipe). En este caso el líquido metálico asciende por fuerzas de capilaridad por unas mechas situadas en la parte posterior del absorbedor, de donde se evapora para ir a condensar en el calentador del motor. Las gotas de metal líquido condensan aquí y por gravedad caen al absorbedor donde mojan las mechas y empiezan a subir por capilaridad. La reserva de metal líquido dentro del receptor es en este caso mucho más pequeña.

La configuración tubo de calor tiene la ventaja de su mayor seguridad asociada a una menor reserva de metal líquido para llevar a cabo la transmisión de calor. Por otro lado, al tener menor masa térmica presenta una respuesta más rápida a los transitorios y unas menores pérdidas térmicas durante los mismos. Además, es posible emplear este receptor para sistemas que implementen los dos tipos de seguimiento del sol comentados (acimut-elevación , polar-declinación),mientras que el "pool boiler" sólo se presta fácilmente a su integración en el seguimiento acimut elevación. La desventaja del receptor tubo de calor frente al "pool boiler" es la existencia de un mayor número de ciclos térmicos en motor y receptor durante días nublados, así como una mayor variación en la potencia de salida.

Figura 28. Receptor de tubos directamente iluminados (arriba) y esquema de un receptor

de tubo de calor (abajo)


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Actualmente también se están desarrollando receptores que permitan un funcionamiento híbrido solar / gas natural (Stirling Technology Company-USA). Estos receptores pueden aceptar independientemente o simultáneamente el calor solar o el de la combustión del gas natural, pudiendo funcionar del 100% al 25 % de la potencia nominal, y en modo solo solar, fósil o híbrido.

6.1.4 Sistema generador El sistema generador está constituido por un ciclo termodinámico de potencia o máquina térmica y el generador propiamente dicho, que transforma la energía mecánica en electricidad.

El desarrollo de los sistemas de discos parabólicos ha estado muy ligado a los motores Stirling. Las primeras aplicaciones del ciclo Stirling al aprovechamiento de la energía solar datan de 1872, siendo debidas a Ericsson.

En 1984, con un sistema de disco parabólico y un motor Stirling se consiguió el que sigue siendo el mayor rendimiento de conversión solar-eléctrico (29,4%) con un sistema de 25 kW eléctricos con hidrógeno como fluido de trabajo a 200 bar y una temperatura máxima del ciclo de 720 ºC. El rendimiento térmico del motor Stirling fue del 41%.

En la actualidad se comienza a emplear también ciclos de turbinas de gas, gracias al desarrollo de turbinas de gas de tamaño reducido y alto rendimiento.

Las potencias de estos motores o turbinas suelen oscilar entre los 5 y los 25 kW, con rendimientos entre el 30% y el 40%.

En la Figura 29se muestra el esquema de un sistema de disco parabólico con turbina de gas, con posibilidad de utilizar también un combustible fósil (gas natural) como complemento a la energía solar.

6.2 Balance energético Los parámetros que caracterizan el concentrador son los siguientes:

Área de apertura del concentrador, App..

Área de apertura del receptor, Arec.

Fracción del área de apertura no sombreada, E.

Reflectividad de la superficie, ρ.

Fracción de intercepción (fracción de la energía reflejada por el concentrador que entra en el receptor, alcanzando la superficie absorbedora), φ.

El receptor, así como la máquina térmica o ciclo de potencia y el generador, vienen caracterizados por sus respectivos rendimientos energéticos, definidos como cocientes entre las potencias de salida y entrada a cada uno de estos componentes.

Figura 29. Esquema de un sistema disco parabólico - turbina de gas con recuperación e hibridación


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La Figura 30 muestra un diagrama de pérdidas y rendimientos del sistema de Disco Parabólico EuroDish.

Figura 30. Pérdidas y rendimientos en el Sistema de Disco Parabólico EuroDish

Solar100%

Concentrador81%

Receptor85%

Stirling32,8%

Generador91%

Pérdidas parásitas

81%

Pote

ncia

/ kW

Solar100%

Concentrador81%

Receptor85%

Stirling32,8%

Generador91%


81%

Solar100%

Concentrador81%

Receptor85%

Stirling32,8%

Generador91%


81%

Pote

ncia

/ kW


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7 Estado Actual de la Tecnología en el Mundo A continuación, sin ánimo de exhaustividad, se presentan algunos de los proyectos más significativos llevados a cabo hasta la fecha en el campo de los STCS.

7.1 Sistemas de colectores cilindro-parabólicos Hasta la fecha, además de numerosas pequeñas instalaciones con carácter de investigación y demostrativo, se han levantado un total de 9 plantas de producción eléctrica con tecnología de colectores cilindro-parabólicos que suman un total de 350 MWe instalados:

España: Campo Acurex, 0.5MWe, Almería: Este campo consta de 20 filas de 80m de longitud cada una con orientación Este-Oeste y sistema de seguimiento al sol en un eje. La apertura de los colectores Acurex 3001 es de 1.83 m, y la superficie de captación de este campo es de 2674 m2.

Lazo Ace 20, 50kWe, Almería: Este lazo de captadores tipo Ace 20 de 2.5 m de apertura y 132.5 de longitud fue construido en la Plataforma Solar de Almería con objeto de alcanzar temperaturas cercanas a los 300ºC mediante un colector cilindro-parabólico de bajo costo.

Lazo DISS, 0.5MWe, Almería: Este colector cilindro-parabólico de 500m de longitud está compuesto por módulos de 12.5m de estructura LS3 de 5.76 m de apertura. La superficie de captación de este campo es de 2880 m2.

Lazo Eurotrough, 50kWe, Almería: Con objeto de introducir competencia al control de Solel sobre la estructura LS3 para captadores cilindro-parabólicos, un consorcio de empresas europeas entre las que participa Inabensa ha desarrollado un nuevo concepto de estructura metálica denominada Eurotrough, de modulos de 12.5m de longitud con apertura de 5.76m sobre las que se pueden utilizar los espejos de Pilkington y los tubos de Solel.


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USA: Plantas SEGS, 354 MWe, California: Las 9 plantas SEGS de la compañía Luz International Ltd. son un buen ejemplo de continuo desarrollo tecnológico y reducción de costes. Así, desde la primera planta de 14MWe y apertura de espejos de 3 m hasta las últimas LS3 de 80MWe y casi 6 m de apertura se han incorporado importantes mejoras en estructuras espejos y tubos absorbedores.

Israel: DSG System, 0.5Mwe, Ben Gurion: Instalación compuesta por 20 módulos LS3 de 2x12.5 m de longitud cada uno y 5.76 m de apertura para ensayos de tubos absorbedores y producción directa de vapor.

Solel, Jerusalén: Empresa propietaria de patentes de estructura LS3 y tubo absorbedor.

7.2 Sistemas de Receptor Central Hasta la fecha se han levantado más de 9 instalaciones diferentes con carácter demostrativo. Algunas tuvieron como origen plantas de producción de electricidad que fueron derivando con el transcurso de los años a centros de investigación.

Las experiencias más contrastadas y reseñables se presentan brevemente a continuación.

España: Campo SSPS-CRS, 0.5MWe, Almería: Este campo tiene como origen una planta de producción de electricidad con receptor de sodio. En la actualidad se incluye en las instalaciones que el Ciemat opera con el nombre de Plataforma Solar de Almería. Cuenta con 92 helióstatos de 40m2 Martin-Marietta (USA) y MBB (USA) y sirve de ensayo a todo tipo de prototipos de helióstatos, receptores, etc. Cabe destacar el banco de ensayos Sulzer para receptores volumétricos de aire, y la plataforma

para el ensayo de receptores de sales RAS.

Campo CESA 1, 1.2 MWe, Almería: Este campo tiene como origen una planta de producción de electricidad con receptor de vapor sobrecalentado que entró en operación en 1983. Es propiedad del Ciemat y se ubica en la Plataforma Solar de Almería. Cuenta con un total de 300 helióstatos de 40m2 de CASA y Sener (España), y prototipos de Inabensa (España). En la actualidad se ensayan en este campo el receptor TSA, volumétrico de aire de 1 MWe, y el receptor Refos, volumétrico cerrado para turbina de gas de 0.1 MWe.

USA: Campo Solar One, 10 MWe, California: Planta con receptor de vapor saturado. Cuenta con 1926 helióstatos Boeing. Entró en operación en 1984, y estuvo operativa hasta finales de la década de los 80. En el año 1996 fue reconvertida a planta de sales fundidas.

Campo Solar Two, 10 MWe, California: Sobre el mismo campo de helióstatos y torre de Solar One se realizaron las reformas necesarias para ensayar un nuevo receptor y sistema de generación de sales fundidas. Entró en funcionamiento en 1996 y operó hasta Abril de 1999. Permitió demostrar la viabilidad técnica de las sales fundidas y del almacenamiento térmico en dos tanques, uno frío y otro caliente.


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Campo NSTTF, 1.5 MWe, Nuevo Mexico: Centro de Investigación y Ensayos en Albuquerque. Es operado por Sandia National Laboratories para el Departamento de Energía de U.S.A. Su funcionamiento como centro de ensayos comenzó en 1978. Cuenta con 222 helióstatos Martin-Marietta de aproximadamente 40m2 cada uno.

Israel: Campo del Instituto Weizmann, Rehovot: Centro de Investigación. Fue inaugurado en 1988. Cuenta con 64 helióstatos de Asinel (España) con facetas de Inabensa (España) de aproximadamente 55m2. Ha servido de plataforma de ensayos a receptores de vapor saturado y de aire a presión para turbina de gas.

7.3 Discos parabólicos Hasta la fecha se han diseñado prototipos que funcionan con potencias entre 15kWe y 50kWe . Se encuentran instalados en centros de investigación españoles, alemanes, estadounidenses, árabes, etc. Estos sistemas que funcionan perfectamente en estos emplazamientos, resultan en la actualidad más costosos que el resto de tecnologías para ser considerados a la hora de promover grandes plantas. Tienen sin embargo a favor el hecho de ser sistemas modulares. Como principal incertidumbre de esta tecnología para grandes plantas en la actualidad está la vida útil de los motores Stirling, que se ha de esperar en torno a las 30 000 horas a plena potencia, como resultado de la operación de una central durante 15 años, pero sometidos además a continuos arranques y paradas diarios.

Europa: En la actualidad un consorcio Europeo en el que participa Inabensa elabora mejoras que incidan en el abaratamiento de estos sistemas con proyectos de desarrollo del prototipo Eurodish. Este prototipo que incorpora un motor Stirling de la compañía Alemana Solo que ha sido diseñado específicamente para este tipo de aplicaciones solares. La empresa encargada del desarrollo del disco parabólico especular dentro de este consorcio es SBP, también de Alemania. Inabensa ha sido responsable de la fabricación y montaje del conjunto al que se acopla el motor fabricado por Solo.


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USA: El consorcio SES en el que participa DOE, departamento norteamericano de energía, y Boeing entre otros dispone también de un prototipo Dish-Stirling de 25kWe desarrollado.

Arabia Saudí: Instalación de dos prototipos de 50kW por unidad.


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8 Referencias Para la elaboración de estas notas se ha acudido fundamentalmente a la siguiente documentación:

• Blanco Muriel, M. (1996) Análisis Energético de Sistemas Concentradores. Tesis Doctoral. Departamento de Ingeniería Energética y Mecánica de Fluidos, Universidad de Sevilla.

• Enermodal Engineering Ltd. - Marbek Resource Consultants Ltd. (1999). “Cost Reduction Study for Solar Thermal Power Plants”. Final Report. Preparado para el Banco Mundial. Enermodal Energy Limited, Ontario, Canadá.

• ESTIR (2002), ESTIR, 2002. ’’Energy Technology Indicators; Area: Electricity Generation : Sector: Solar Thermal for Electricity’’, ESTIR - Working document 17.12.2002.

• Fernández Quero, V (2001). Análisis de viabilidad de Centrales Energéticas Termosolares. Apuntes para el Curso Máster de la EOI- Sevilla Mercado Energético y Energías Renovables.

• Kuntz Falcone, Patricia. (1986) A Handbook for Solar Central Receiver Design. Ref. SAND 86-8009. Sandia National Laboratories (EEUU)

• Páginas web de Sandia National Laboratories (www.sandia.gov)

• Páginas web de Solar Paces (http://www.solarpaces.org). En estas páginas pueden encontrarse, además, enlaces a diversas páginas relacionadas con los STCS.

• Price, H. (2003). A Parabolic Trough Solar Power Plant Simulation Model. Documento NREL/CP-550-33209. National Renewable Energy Laboratory, Colorado (EEUU).

• Sargent & Lundy (2003). “Assessment of Parabolic Trough and Power Tower Solar Technology Cost and Performance Forecasts”. Informe final SL 5641. Preparado para el National Renewable Energy Laboratory y el Departamento de Energía de los Estados Unidos. Sargent and Lundy Consulting Group, Chicago (EEUU).

• Silva Pérez, M. (1990) Ensayo y evaluación de un receptor volumétrico para central termosolar de torre. Proyecto Fin de Carrera. Escuela Superior de Ingenieros Industriales, Universidad de Sevilla.

• Teagan, W. Peter (2001). “Review: Status of Markets for Solar Thermal Power Systems”. Arthur D. Little, Massachusetts, USA.

• Zarza Moya, Eduardo (2001). Energía Solar Térmica a Media y Alta Temperatura. Sistemas de Colectores Cilindro-parabólicos. Apuntes para el Curso Máster de la EOI- Sevilla Mercado Energético y Energías Renovables.

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